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Tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité

Cadre général

Qu'est-ce que leS TURPE ?

Les Tarifs d'Utilisation du Réseau Public d'Électricité sont la principale source de financement des réseaux électriques et de leurs gestionnaires. Ces derniers sont constitués de RTE, d'Enedis et des entreprises locales de distribution, les ELD. Environ 90 % du Chiffre d'Affaires d'Enedis provient ainsi des TURPE.

Les TURPE sont financés par les utilisateurs d'électricité. Pour un ménage en 2018, ils représentent environ 30 % de la facture d'électricité (Source : SOeS). En 2018, le montant récolté s'élevait à 13,5 milliards d'euros (Source: Délibération CRÉ 25 juin 2019).

La Commission de Régulation de l'Énergie (CRÉ) définit le montant total des TURPE et donc la rémunération autorisée des Gestionnaires de Réseaux de Distribution (GRD). Ces tarifs sont définis en tenant compte des orientations de la politique énergétique et sont transmis à l'autorité administrative.

La CRÉ définit également la répartition de la contribution entre les différents utilisateurs d'électricité. Celle-ci est en grande partie déterminée par une estimation de l'impact de ces utilisateurs sur le réseau électrique, et donc par une estimation de leur coût vis-à-vis de celui-ci.

Charges liées aux réseaux

Montants collectés

L'essentiel du TURPE collecté finance le Gestionnaire de Réseau de Transport, RTE, et le principal Gestionnaire de Réseau de Distribution, Enedis :

  • Le TURPE collecté par RTE s'élève à 4 Mds€ en 2015, dont une grande partie auprès d'Enedis, plus gros client de RTE.
  • Le TURPE collecté par Enedis en 2018 s'élève à 12,7 milliards d'€, majeure partie de son chiffre d'affaires. En comparaison, la contribution des tiers (utilisateurs, communes) au raccordement est de 600 M€ et les prestations annexes sont de 200 M€ .

Répartition des charges sur le réseau de distribution en 2016

Du côté des charges, les grands postes de coûts sont:

  • les péages de RTE (part du TURPE collecté par Enedis revenant à RTE) : 3,4 Mds€
  • l'achat des pertes électriques (notamment par effet Joule) : 1,0 Md€
  • les autres achats (équipements, etc.) : 2,8 Mds€
  • les dépenses de personnel : 2,7 Mds€
  • les dotations aux amortissements & provisions pour investissement : 3,7 Mds€.

Les charges suivantes sont assez négligeables en comparaison: redevances aux autorités concédantes (0,2 Md€), contribution au FACÉ (0,4 Md€), autres charges (0,9 Mds€), impôt sur les bénéfices (0,5 Md€).

Contribution des utilisateurs HTA/BT

LE TURPE hta/BT actuellement EN VIGUEUR est valable jusqu'en 2020-2021

Le TURPE 5 est appliqué depuis le 1er août 2017 pour une durée d'environ 4 ans. Il a été conçu sur la base d'une estimation des flux sur 2017-2020. Un ajustement tarifaire annuel permet de rattraper sur l'année suivante les charges des postes non maîtrisables qui n'auraient pas été couvertes par le TURPE l'année précédente. Une clause de rendez-vous à mi-parcours : au bout de 2 ans, soit en 2019, permettra de tenir compte d'évolutions législatives et réglementaires ayant un impact significatif sur les charges d'Enedis, le cas échéant. Enfin, la période tarifaire de 4 ans permet de prendre en compte les évolutions du cadre réglementaire et des modes de consommation/production.

Autoconsommation

les AUTOCONSOMMATEURs représent 1 client sur 1000 CLIENTS CONSOMMATEURS

Le réseau géré par Enedis (95% du territoire) alimente 35 millions de clients consommateurs et collecte la production de 410 710 installations (soit un ratio d'environ 1 producteur pour 100 consommateurs) à fin 2018, selon l' Open data d'Enedis . Parmi ces 410 710 installations de production, 39 713 sont actuellement en autoconsommation partielle ou totale, soit environ 10%. On compte donc environ 0,1% d'autoconsommateurs (les installations de production qui ne sont pas associées à un site en consommation restent marginales en nombre).

Néanmoins, cette situation est susceptible d'évoluer puisqu' à fin 2018, un peu moins de 80% du nombre des demandes de raccordement (8281) étaient en autoconsommation partielle ou totale (et 20% en injection totale), pour cependant seulement 5% de la puissance des projets en file d'attente. En effet, une partie importante des projets de petite taille (inf 9kWc) se font en autoconsommation partielle ou totale, mais à l'inverse la très grande majorité des projets de puissance supérieure continuent de se faire en injection de la totalité.

Pour anticiper cette évolution et établir des recommandations sur l'évolution de la structure des TURPE, RTE consacre un chapitre de son Bilan prévisionnel 2017 au développement de l'autoconsommation dans chacun de ses 4 scénarios.

  • Extrait de la délibération de la CRÉ n° 2018-115 du 7 juin 2018 :

    Le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité (GRT) RTE considère ainsi qu'à horizon 2035, l'autoconsommation pourrait représenter environ 10 GW d'installations de production photovoltaïque, et concerner jusqu'à 3,8 millions de foyers.
    Enedis envisage pour sa part un développement nettement plus soutenu de l'autoconsommation en 2035 : l'autoconsommation représenterait une capacité installée située entre 17,5 GW et 35 GW, et concernerait alors entre 5,8 et 11,6 millions de consommateurs, pour la seule basse tension.

une contribution des utilisateurs indépendante de leur localisation sur le réseau

Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE), TURPE HTB et TURPE HTA/BT, s'appliquent à tous les utilisateurs d'électricité, de manière différenciée en fonction de leur niveau de tension et de leur catégorie (producteur/consommateur). Les tarifs sont péréqués, c'est-à-dire qu'ils ne dépendent pas de la localisation des utilisateurs du réseau, ni de la distance entre les sites de production et de consommation, et sont identiques au sein d'une même catégorie d'utilisateurs.

« Péréquer, c’est chercher à compenser, en tout ou en partie, des inégalités de situation. On parle, par exemple, de péréquation tarifaire lorsque l’on cherche à procurer aux usagers-clients les mêmes conditions financières d’accès à un service dont le coût est à l’origine hétérogène d’un territoire à l’autre. » (Source: Michel Knolpfer)

Un cas particulier en Europe

Cette péréquation à l’échelle nationale est un cas particulier, en Allemagne ou au Royaume-Uni les tarifs peuvent varier fortement en fonction des régions.

Pour en savoir plus sur les modèles des autres pays, un extrait du rapport de la Cour des Comptes de 2013 :

« Les différents modèles européens En Europe, des modèles très différents coexistent : l’Allemagne compte par exemple plus de 900 distributeurs d’électricité, dont 90 % alimentent moins de 100 000 clients. A côté des régies communales (Stadtwerke) qui alimentent 50 % des clients, le marché est réparti entre quelques opérateurs (dont RWE, EON, EnBW et Vatenfall). L’écart de tarifs entre distributeurs peut atteindre 40 %. En Suède, le réseau local est composé de 194 concessions géographiques gérées par 172 opérateurs différents. Ce système est également caractérisé par l’absence de péréquation tarifaire : chaque opérateur fixe le tarif d’acheminement, qui s’échelonne du simple au double68. Le Royaume-Uni s’inscrit pour sa part dans une logique de monopoles régionaux, avec 14 opérateurs de distribution appartenant à six groupes qui ont chacun leur zone de desserte exclusive. Le tarif de distribution, régulé nationalement, est également variable entre ces opérateurs en fonction de leurs charges et de leurs performances. »

sur quelles bases légales s'appuieNT-t-ilS ?

Les TURPE sont introduits dans le Chapitre Ier "L'accès aux réseaux" (Titre IV, Livre III) du code de l'énergie, créé par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

« Les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace. »

  • L'article L.341-3  donne pouvoir à la CRÉ pour la définition des tarifs et indique le rôle des gestionnaires de réseaux publics d'électricité et de l'autorité administrative :

« Les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie. Le gestionnaire du réseau public de transport et le gestionnaire du réseau public de distribution ... adressent, à la demande de la Commission de régulation de l'énergie, les éléments notamment comptables et financiers nécessaires afin que cette dernière puisse se prononcer sur l'évolution en niveau et en structure des tarifs. »

Dernière Mise à jour : 01/07/2020
Article suivant Charges liées aux réseaux

Comment les dépenses des Gestionnaires de Réseaux sont-elles couvertes par leS TURPE ?

 Les TURPE HTB et HTA/BT (distribution) couvrent à la fois les coûts de fonctionnement et d'investissement des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution (Enedis, ELD).

Les TURPE HTA/BT (distribution) sont conçus sur la base de l’intégralité des prévisions d’investissements présentées par Enedis. En effet, la CRÉ considère qu'il n'est pas de sa compétence de critiquer cette trajectoire, mais de celui des conférences départementales où les autorités concédantes et Enedis présentent les programmes prévisionnels d'investissements sous l'égide du préfet, et du comité du système de distribution publique de l'électricité.

Les TURPE HTA/BT classent les charges à couvrir selon deux catégories :

  • les charges couvertes au réel pour les postes considérés comme "non-maîtrisables" ou dont la minimisation ne serait pas un objectif, par exemple les charges d’investissements sur le réseau, les péages RTE (abonnements souscris des postes sources), les charges de R&D (notamment smart grids),  ...
  • les charges couvertes au forfait pour inciter les gestionnaires à les maîtriser en leur offrant la possibilité de garder la différence entre le forfait et le coût réel s'ils arrivent à les comprimer: charges de personnel, entretien, maintenance, structure, contribution au FACÉ, ...

Les principes de régulation incitative

Les TURPE HTA/BT comprennent également une régulation incitative à proprement parler, c'est-à-dire faisant l'objet d'un bonus/malus, mais dans une proportion relativement limitée au regard de l'enveloppe globale du TURPE HTA/BT. Les critères visés sont:

  • la continuité d'alimentation : une rémunération de +/- 83M€/an (soit environ 0,6% du TURPE distribution) conditionnée par l'optimisation de la durée et la fréquence moyenne de coupure par utilisateur du réseau
  • la qualité de service : une rémunération de +/- 40M€/an (soit environ 0,3% du TURPE distribu-tion) en fonction des indicateurs de suivi de la qualité définis par la CRÉ.
  • la maîtrise des coûts unitaires d'investissement : cette incitation est plafonnée à +/- 30M€/an (soit environ 0,2% du TURPE distribution).

Deux changements dans les charges sont introduits dans le TURPE 5 HTA/BT

Les redevances de concession deviennent un poste couvert au réel : Enedis n'a donc plus d'intérêt, au cours de cette période tarifaire, à chercher à les minimiser dans les négociations avec ses autorités concédantes.

Une partie des pertes (20%) devient un poste maîtrisable : outre les possibilités d'optimisation du prix d'achat des pertes, la CRÉ considère qu'Enedis dispose de moyens techniques pour limiter les pertes de part ses investissements dans les réseaux et le déploiement des compteurs Linky (diminution des pertes "non-techniques", autrement dit des fraudes au comptage, erreurs de relevé, etc.). Les gain ou perte annuels potentiels pour Enedis sont plafonnés à +/- 40 M€/an.

Dernière Mise à jour : 01/07/2020
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Le TURPE HTA/BT 5 comprend des parts fixes et variables

La grille tarifaire en vigueur est téléchargeable sur le site d'Enedis.

Le TURPE HTA/BT est composé des parts variables assises sur la consommation d'électricité, auxquelles les producteurs ne sont donc pas soumis, et sur la consommation d'énergie réactive à laquelle sont soumis les producteurs HTA, et des parts fixes forfaitaires. En HTA et BT, les producteurs ne paient pas de contribution proportionnelle à l'énergie injectée sur les réseaux : la composante annuelle d’injection est nulle sur ces niveaux de tension.

  • Les 3 composantes communes à tous les consommateurs :
    • la composante de comptage liée aux frais de relève, traitement des données et leur transmission aux fournisseurs d'énergie ou acheteurs de l'électricité produite (EDF OA ou autres responsabilité d'équilibre). Elle est toujours forfaitaire.
    • la composante de gestion liée aux frais de dossier. Elle est toujours forfaitaire.
    • la composante annuelle de soutirage liée à l'utilisation de l'électricité, comprenant une part fixe et une part variable dont les coefficients dépendent de plages horaires pré-définies (heures pleines été/hiver, heures creuses été/hiver, pointe).
  • Les autres composantes en HTA et BT> 36 kVA :
    • la composante annuelle des dépassements de puissance souscrite qui permet de tarifer des incidents très ponctuels.
    • la composante annuelle de l'énergie réactive qui pénalise l'absorption de puissance réactive au-delà d'un seuil (tan phi = 0,4). Pour les consommateurs, l'énergie réactive consommée en-deça n'est pas soumise à un tarif d'utilisation des réseaux mais est payée par les utilisateurs à leur fournisseur.
Le consommateur paie un tarif proportionnel aux coûts de réseau qu'il engendre

PRISE EN COMPTE DE l'impact des utilisateurs sur le réseau

Le principe général actuel du TURPE est de faire porter la couverture de l'intégralité des coûts des gestionnaires de réseau aux consommateurs (excepté pour les frais de gestion et de comptage payés également par les producteurs - voir section suivante) en appliquant à un consommateur du réseau un tarif proportionnel aux coûts de réseau qu'il engendre : un consommateur qui sollicite fortement le réseau en période de pointe, par exemple par l'usage de chauffage électrique, doit avoir un tarif d'utilisation plus élevé qu'un consommateur consommant de manière stable toute l’année ou en période creuse. Les coûts des gestionnaires de réseau sont en très large partie des coûts d'infrastructure et, dans une moindre mesure, des coûts liés aux pertes.

Selon la théorie économique, le TURPE devrait être conçu par la CRÉ sur le principe de la tarification au coût marginal, essentiellement liés au coût de développement des réseaux : que coûte le soutirage d’1 kW de plus au réseau pendant la pointe. Les coûts de réseau basse tension sont en effet essentiellement liés au dimensionnement basé sur l’appel à la pointe.

En pratique, le TURPE est le résultat d'une méthodologie plus complexe basée sur les coûts horaires, liés principalement au besoin d’infrastructures, et aux pertes. Cette méthodologie reflète un compromis entre une pénalisation des usages qui objectivement impactent le plus fortement le réseau, et l'acceptabilité des tarifs qui peuvent être appliqués à ces utilisateurs.  Plutôt que d'avoir des tarifs très élevés pour une portion de consommateurs dont les usages thermosensibles (chauffage électrique) sont très impactant et très faibles pour les autres, tous les consommateurs contribuent. Les premiers paient moins que la stricte couverture des coûts marginaux qu'ils engendrent, et les seconds plus. Le TURPE peut être également vu comme un compromis entre couverture des coûts de court terme, et un vecteur d'incitation aux comportements vertueux, cette incitation ayant pour objectif de diminuer la consommation en période de pointe et donc les coûts de long terme.

Le TURPE 5 HTA/BT introduit 2 nouveautés du point de vue des utilisateurs

Une mutualisation des coûts pour les utilisateurs autoproducteurs

Le TURPE tient compte de la possibilité de mutualiser les coûts de gestion et de comptage pour les utilisateurs étant à la fois consommateur et producteur vu du réseau, c'est-à-dire dans un schéma d'autoconsommation avec injection du surplus :

  • la composante de comptage est intégralement mutualisée : elle est déjà facturée au titre de la consommation et n'a pas être payée une nouvelle fois lors du raccordement d'une installation de production en autoconsommation.
  • la composante de gestion est partiellement mutualisée: pour un autoproducteur, elle équivaut à environ 1,4 fois la composante de gestion d'un consommateur seul.

Les utilisateurs en autoconsommation totale sont considérés comme des consommateurs vu du réseau et ne paient ni frais de gestion ni frais de comptage.

Pour les montants applicables aux producteurs, voir l'article : Coûts d'accès au réseau : TURPE

L'incitation à la modulation de la consommation renforcée en basse tension inférieure à 36 kVA

Les précédents TURPE HTA/BT comportait une option à différenciation temporelle du tarif en fonction d'heures pleines et heures creuses. Pour les petits consommateurs raccordés en basse tension inférieure à 36 kVA (usage caractérisé de "Moyenne utilisation"), cela correspondait à 2 plages temporelles. Cette option est généralement choisie par les consommateurs ayant des usages thermiques de l’électricité (ECS, chauffage).

Désormais, le TURPE propose également une option supplémentaire basée sur 4 plages temporelles pour la part énergie des utilisateurs équipés d'un compteur Linky :

  • Heure Pleine saison Haute (HPH*)
  • Heure Creuse saison Haute (HCH)
  • Heure Pleine saison Basse (HPB)*
  • Heure Creuse saison Basse (HCB)

*La saison haute s’étend du mois de novembre au mois de mars; la saison basse regroupe les autres mois et il peut y avoir des variations selon les régions.

  • La CRÉ explique ainsi l'introduction de cette nouvelle grille tarifaire dans sa délibération du 16/11/2017 :

    La possibilité d’un tarif différenciant saison haute et saison basse est un des avantages de Linky par rapport aux compteurs actuels, puisque la différence de coûts de réseau entre saison haute et saison basse est plus importante que la différence entre heures pleines et heures creuses. En outre, la différence entre les heures pleines et les heures creuses est plus importante en saison haute qu’en saison basse, ce qui peut être reflété dans un tarif à quatre plages temporelles.

Les consommateurs, notamment ceux qui ne sont pas équipés du compteur Linky, peuvent continuer d'utiliser le tarif sans différenciation saisonnière (MUDT = moyenne utilisation avec différenciation temporelle heures pleines / heures creuses). De fait, dans la mesure où ils ont le choix, les utilisateurs, ou le fournisseur à leur place, vont sélectionner le tarif le plus avantageux: par exemple des consommateurs plus présents en saison haute à cause d'usages thermosensibles ne vont pas spontanément sélectionner le tarif à quatre plages. De plus, pour limiter les effets d'aubaine, la CRÉ impose la souscription à une même formule pour 12 mois consécutifs. Elle autorise néanmoins les consommateurs nouvellement équipés du compteur Linky à changer une fois d'option tarifaire dans les six mois suivant la pose du compteur.

Cette cohabitation de différents tarifs devrait s'estomper une fois le compteur Linky généralisé. L’option 4 plages horaires devrait alors se généraliser.

Perspectives

La CRÉ a commencé les travaux d'élaboration du TURPE 6. Les acteurs ont été invités à contribuer en répondant à la consultation publique initié le 14 février 2019 et s'est terminée le 31 mars 2019. Une seconde consultation s'est clôturée le 12 juillet 2019.

Pour aller plus loin

Délibération CRÉ TURPE 5 HTA/BT

Dernière Mise à jour : 01/07/2020
Article précédent Charges liées aux réseaux
Article suivant Autoconsommation
Le développement de l’autoconsommation réduit le nombre de kilowatts-heures sur lesquels le TURPE est collecté

l'autoconsommation individuelle pourrait questionner la structure du turpe

Dans ce contexte, l'autoconsommation n'a donc pas été prise en compte à proprement parler, dans la construction du TURPE 5. Les grilles du TURPE ne correspondent pas à des usages de l’électricité (chauffage électrique, ECS électrique, etc.) mais à des profils d’utilisation du réseau (forte différence de consommation entre l’hiver et de l’été, consommation stable à l’année, etc.). Par ailleurs, le profil des autoconsommateurs reste encore assez méconnu, la CRÉ elle-même ayant peu de données à disposition pour quantifier la part de soutirage évitée dans les différentes plages temporelles.

Les autoconsommateurs ont pour particularité de mutualiser un point de comptage à la fois pour le soutirage et l'injection, le compteur ne mesurant que les flux net en instantané (voir l'article Schémas de raccordement). Un autoconsommateur, ou autoproducteur, individuel ne paie pas de TURPE sur la part de sa consommation couverte par la production sur site, tout comme les taxes, contributions (TVA, TCFE, CSPE) et la part énergie de cette consommation. Ce sont ces économies plus éventuellement les recettes ici de la vente du surplus qui permettent de rembourser le coût de l'installation.

Le développement de l’autoconsommation réduit le nombre de kilowatts-heures sur lesquels le TURPE est collecté. Pour garantir la couverture des coûts des gestionnaires de réseaux par le TURPE, le développement de l’autoconsommation induit une évolution des tarifs de chaque plage temporelle. En effet, si l'assiette de collecte est réduite mais que les coûts restent les mêmes, une réorganisation des tarifs est nécessaire.

La même question peut se poser sur d'autres profils aujourd'hui atypiques mais dont la généralisation est attendue : forte maîtrise de la demande en électricité, borne de charge de véhicule électrique chez un parti-culier, etc.

Il n'y pas d'option tarifaire spécifique  pour les autoconsommateurs individuels en TURPE 5

Dans sa délibération n°2018-115 du 7 juin 2018 , portant décision sur la tarification de l'autoconsommation, et modification de la délibération de la CRÉ du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT, la CRÉ décide de ne modifier ni la composante de soutirage, ni la composante de gestion, du TURPE applicable aux autoconsommateurs individuels.

La CRÉ annonce que cette disposition pourra être revue dans les travaux de l'élaboration du TURPE 6.

Un TURPE spécifique à l'autoconsommation collective a été introduit en turpe 5

La formule tarifaire spécifique consiste à distinguer :

  • le tarif à appliquer à la part de la consommation couverte par la production locale (dit "flux autoproduits") : tarif plus bas que la grille "moyenne" ;
  • le tarif à appliquer au complément d'électricité alimenté par une autre source (dit "flux alloproduits"): tarif plus haut que la grille "moyenne" ;

On obtient ainsi un TURPE spécifique à huit plages: quatre plages temporelles par type de flux. Un exemple de ces nouvelles grilles tarifaires comparées à leur équivalent pour le même type d'utilisateur non-autoconsommateur est disponible dans cet article : Autoconsommation collective.

Le principe de cette distinction est de tenir compte de la sollicitation plus faible des réseaux HTA et HTB que les utilisateurs moyens pour la part de la consommation couverte par la production locale et à l'inverse une sollicitation plus forte du niveau haute tension pour l'acheminement du complément d'électricité. En effet, dans le tarif appliqué à une utilisation moyenne, la production décentralisée est déjà prise en compte comme réduisant la sollicitation des réseaux amont. La CRÉ indique qu'appliquer un tarif plus bas sur les flux autoproduits tout en maintenant le tarif de base sur les flux alloproduits reviendrait à "offrir un tarif réduit en heures creuses tout en maintenant un tarif base en heures pleines".

En somme, il faut retenir qu'il ne s'agit pas d'un TURPE réduit, mais d'un TURPE adapté. Le tarif étant plus élevé sur les flux alloproduits, chaque utilisateur devra évaluer son intérêt à sélectionner cette option tarifaire en fonction de son taux d'autoproduction.

Ces grilles seront revues à l'occasion du TURPE 6 avec des retours d'expérience des opérations d'autoconsommation collective.

 

  • Cadre légal

    La loi du 24 février 2017 a introduit un Chapitre V sur l'autoconsommation au code de l'énergie dont l'article 315-3 précise :

    La CRÉ établit des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité spécifiques pour les consommateurs participants à des opérations d’autoconsommation lorsque la puissance installée de l’installation de production qui les alimente est inférieure à 100 kWc.

    C'est sur cette base légale que s'appuie la CRÉ pour décider, dans la délibération précitée :

    • d’introduire une nouvelle formule tarifaire d’acheminement, optionnelle, à destination des utilisateurs raccordés au réseau basse tension participant à une opération d’autoconsommation collective ;
    • d’introduire une composante de gestion spécifique aux utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective.

Perspectives : la directive européenne sur la promotion des énergies renouvelables encourage les états membres à adopter un cadre favorable pour l'autoconsommation

La nouvelle directive relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables votée le 11 décembre 2018  pose un cadre à la définition des charges imposées aux autoconsommateurs par les États membres dans ses attendus:

(68) Les autoconsommateurs d'énergies renouvelables ne devraient pas être exposés à des coûts ou des charges disproportionnés ou discriminatoires ni à des frais injustifiés. Il y a lieu de tenir compte de leur contribution à la réalisation de l'objectif en matière de climat et d'énergie et des coûts et avantages qu'ils engendrent dans le système énergétique en général. Par conséquent, les États membres ne devraient pas, de manière générale, imposer de frais à l'électricite produite et consommée dans les mêmes locaux par des autoconsommateurs d'énergies renouvelables. Les États membres devraient néanmoins être autorisés à appliquer des frais non discriminatoires et proportionnés pour cette électricité si cela est nécessaire pour garantir la viabilité financière du système électrique, pour limiter le soutien à ce qui est objectivement nécessaire et pour utiliser au mieux leurs régimes d'aide. Dans le même temps, les États membres devraient veiller à ce que les autoconsommateurs d'énergies renouvelables contribuent d'une manière équilibrée et appropriée au système général de partage des coûts de production, de distribution et de consommation de l'électricité, lorsque de l'électricité est injectée dans le réseau.

La directive précise dans ses articles :

Article 21 – Les États membres garantissent que les autoconsommateurs d’énergie renouvelable :
1. a) sont autorisés à pratiquer l’autoconsommation […] d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sans être soumis à des procédures et à des charges disproportionnées ne reflétant pas les coûts ;

La transposition de cette directive par les États membres pourrait entraîner des changements dans les principes d'élaboration des grilles tarifaires pour l'autoconsommation.

Dernière Mise à jour : 01/07/2020
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Tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité

Cadre général

Qu'est-ce que leS TURPE ?

Les Tarifs d'Utilisation du Réseau Public d'Électricité sont la principale source de financement des réseaux électriques et de leurs gestionnaires. Ces derniers sont constitués de RTE, d'Enedis et des entreprises locales de distribution, les ELD. Environ 90 % du Chiffre d'Affaires d'Enedis provient ainsi des TURPE.

Les TURPE sont financés par les utilisateurs d'électricité. Pour un ménage en 2018, ils représentent environ 30 % de la facture d'électricité (Source : SOeS). En 2018, le montant récolté s'élevait à 13,5 milliards d'euros (Source: Délibération CRÉ 25 juin 2019).

La Commission de Régulation de l'Énergie (CRÉ) définit le montant total des TURPE et donc la rémunération autorisée des Gestionnaires de Réseaux de Distribution (GRD). Ces tarifs sont définis en tenant compte des orientations de la politique énergétique et sont transmis à l'autorité administrative.

La CRÉ définit également la répartition de la contribution entre les différents utilisateurs d'électricité. Celle-ci est en grande partie déterminée par une estimation de l'impact de ces utilisateurs sur le réseau électrique, et donc par une estimation de leur coût vis-à-vis de celui-ci.

une contribution des utilisateurs indépendante de leur localisation sur le réseau

Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE), TURPE HTB et TURPE HTA/BT, s'appliquent à tous les utilisateurs d'électricité, de manière différenciée en fonction de leur niveau de tension et de leur catégorie (producteur/consommateur). Les tarifs sont péréqués, c'est-à-dire qu'ils ne dépendent pas de la localisation des utilisateurs du réseau, ni de la distance entre les sites de production et de consommation, et sont identiques au sein d'une même catégorie d'utilisateurs.

« Péréquer, c’est chercher à compenser, en tout ou en partie, des inégalités de situation. On parle, par exemple, de péréquation tarifaire lorsque l’on cherche à procurer aux usagers-clients les mêmes conditions financières d’accès à un service dont le coût est à l’origine hétérogène d’un territoire à l’autre. » (Source: Michel Knolpfer)

Un cas particulier en Europe

Cette péréquation à l’échelle nationale est un cas particulier, en Allemagne ou au Royaume-Uni les tarifs peuvent varier fortement en fonction des régions.

Pour en savoir plus sur les modèles des autres pays, un extrait du rapport de la Cour des Comptes de 2013 :

« Les différents modèles européens En Europe, des modèles très différents coexistent : l’Allemagne compte par exemple plus de 900 distributeurs d’électricité, dont 90 % alimentent moins de 100 000 clients. A côté des régies communales (Stadtwerke) qui alimentent 50 % des clients, le marché est réparti entre quelques opérateurs (dont RWE, EON, EnBW et Vatenfall). L’écart de tarifs entre distributeurs peut atteindre 40 %. En Suède, le réseau local est composé de 194 concessions géographiques gérées par 172 opérateurs différents. Ce système est également caractérisé par l’absence de péréquation tarifaire : chaque opérateur fixe le tarif d’acheminement, qui s’échelonne du simple au double68. Le Royaume-Uni s’inscrit pour sa part dans une logique de monopoles régionaux, avec 14 opérateurs de distribution appartenant à six groupes qui ont chacun leur zone de desserte exclusive. Le tarif de distribution, régulé nationalement, est également variable entre ces opérateurs en fonction de leurs charges et de leurs performances. »

sur quelles bases légales s'appuieNT-t-ilS ?

Les TURPE sont introduits dans le Chapitre Ier "L'accès aux réseaux" (Titre IV, Livre III) du code de l'énergie, créé par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

« Les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace. »

  • L'article L.341-3  donne pouvoir à la CRÉ pour la définition des tarifs et indique le rôle des gestionnaires de réseaux publics d'électricité et de l'autorité administrative :

« Les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie. Le gestionnaire du réseau public de transport et le gestionnaire du réseau public de distribution ... adressent, à la demande de la Commission de régulation de l'énergie, les éléments notamment comptables et financiers nécessaires afin que cette dernière puisse se prononcer sur l'évolution en niveau et en structure des tarifs. »

Charges liées aux réseaux

Montants collectés

L'essentiel du TURPE collecté finance le Gestionnaire de Réseau de Transport, RTE, et le principal Gestionnaire de Réseau de Distribution, Enedis :

  • Le TURPE collecté par RTE s'élève à 4 Mds€ en 2015, dont une grande partie auprès d'Enedis, plus gros client de RTE.
  • Le TURPE collecté par Enedis en 2018 s'élève à 12,7 milliards d'€, majeure partie de son chiffre d'affaires. En comparaison, la contribution des tiers (utilisateurs, communes) au raccordement est de 600 M€ et les prestations annexes sont de 200 M€ .

Répartition des charges sur le réseau de distribution en 2016

Du côté des charges, les grands postes de coûts sont:

  • les péages de RTE (part du TURPE collecté par Enedis revenant à RTE) : 3,4 Mds€
  • l'achat des pertes électriques (notamment par effet Joule) : 1,0 Md€
  • les autres achats (équipements, etc.) : 2,8 Mds€
  • les dépenses de personnel : 2,7 Mds€
  • les dotations aux amortissements & provisions pour investissement : 3,7 Mds€.

Les charges suivantes sont assez négligeables en comparaison: redevances aux autorités concédantes (0,2 Md€), contribution au FACÉ (0,4 Md€), autres charges (0,9 Mds€), impôt sur les bénéfices (0,5 Md€).

Comment les dépenses des Gestionnaires de Réseaux sont-elles couvertes par leS TURPE ?

 Les TURPE HTB et HTA/BT (distribution) couvrent à la fois les coûts de fonctionnement et d'investissement des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution (Enedis, ELD).

Les TURPE HTA/BT (distribution) sont conçus sur la base de l’intégralité des prévisions d’investissements présentées par Enedis. En effet, la CRÉ considère qu'il n'est pas de sa compétence de critiquer cette trajectoire, mais de celui des conférences départementales où les autorités concédantes et Enedis présentent les programmes prévisionnels d'investissements sous l'égide du préfet, et du comité du système de distribution publique de l'électricité.

Les TURPE HTA/BT classent les charges à couvrir selon deux catégories :

  • les charges couvertes au réel pour les postes considérés comme "non-maîtrisables" ou dont la minimisation ne serait pas un objectif, par exemple les charges d’investissements sur le réseau, les péages RTE (abonnements souscris des postes sources), les charges de R&D (notamment smart grids),  ...
  • les charges couvertes au forfait pour inciter les gestionnaires à les maîtriser en leur offrant la possibilité de garder la différence entre le forfait et le coût réel s'ils arrivent à les comprimer: charges de personnel, entretien, maintenance, structure, contribution au FACÉ, ...

Les principes de régulation incitative

Les TURPE HTA/BT comprennent également une régulation incitative à proprement parler, c'est-à-dire faisant l'objet d'un bonus/malus, mais dans une proportion relativement limitée au regard de l'enveloppe globale du TURPE HTA/BT. Les critères visés sont:

  • la continuité d'alimentation : une rémunération de +/- 83M€/an (soit environ 0,6% du TURPE distribution) conditionnée par l'optimisation de la durée et la fréquence moyenne de coupure par utilisateur du réseau
  • la qualité de service : une rémunération de +/- 40M€/an (soit environ 0,3% du TURPE distribu-tion) en fonction des indicateurs de suivi de la qualité définis par la CRÉ.
  • la maîtrise des coûts unitaires d'investissement : cette incitation est plafonnée à +/- 30M€/an (soit environ 0,2% du TURPE distribution).

Deux changements dans les charges sont introduits dans le TURPE 5 HTA/BT

Les redevances de concession deviennent un poste couvert au réel : Enedis n'a donc plus d'intérêt, au cours de cette période tarifaire, à chercher à les minimiser dans les négociations avec ses autorités concédantes.

Une partie des pertes (20%) devient un poste maîtrisable : outre les possibilités d'optimisation du prix d'achat des pertes, la CRÉ considère qu'Enedis dispose de moyens techniques pour limiter les pertes de part ses investissements dans les réseaux et le déploiement des compteurs Linky (diminution des pertes "non-techniques", autrement dit des fraudes au comptage, erreurs de relevé, etc.). Les gain ou perte annuels potentiels pour Enedis sont plafonnés à +/- 40 M€/an.

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Contribution des utilisateurs HTA/BT

LE TURPE hta/BT actuellement EN VIGUEUR est valable jusqu'en 2020-2021

Le TURPE 5 est appliqué depuis le 1er août 2017 pour une durée d'environ 4 ans. Il a été conçu sur la base d'une estimation des flux sur 2017-2020. Un ajustement tarifaire annuel permet de rattraper sur l'année suivante les charges des postes non maîtrisables qui n'auraient pas été couvertes par le TURPE l'année précédente. Une clause de rendez-vous à mi-parcours : au bout de 2 ans, soit en 2019, permettra de tenir compte d'évolutions législatives et réglementaires ayant un impact significatif sur les charges d'Enedis, le cas échéant. Enfin, la période tarifaire de 4 ans permet de prendre en compte les évolutions du cadre réglementaire et des modes de consommation/production.

Le TURPE HTA/BT 5 comprend des parts fixes et variables

La grille tarifaire en vigueur est téléchargeable sur le site d'Enedis.

Le TURPE HTA/BT est composé des parts variables assises sur la consommation d'électricité, auxquelles les producteurs ne sont donc pas soumis, et sur la consommation d'énergie réactive à laquelle sont soumis les producteurs HTA, et des parts fixes forfaitaires. En HTA et BT, les producteurs ne paient pas de contribution proportionnelle à l'énergie injectée sur les réseaux : la composante annuelle d’injection est nulle sur ces niveaux de tension.

  • Les 3 composantes communes à tous les consommateurs :
    • la composante de comptage liée aux frais de relève, traitement des données et leur transmission aux fournisseurs d'énergie ou acheteurs de l'électricité produite (EDF OA ou autres responsabilité d'équilibre). Elle est toujours forfaitaire.
    • la composante de gestion liée aux frais de dossier. Elle est toujours forfaitaire.
    • la composante annuelle de soutirage liée à l'utilisation de l'électricité, comprenant une part fixe et une part variable dont les coefficients dépendent de plages horaires pré-définies (heures pleines été/hiver, heures creuses été/hiver, pointe).
  • Les autres composantes en HTA et BT> 36 kVA :
    • la composante annuelle des dépassements de puissance souscrite qui permet de tarifer des incidents très ponctuels.
    • la composante annuelle de l'énergie réactive qui pénalise l'absorption de puissance réactive au-delà d'un seuil (tan phi = 0,4). Pour les consommateurs, l'énergie réactive consommée en-deça n'est pas soumise à un tarif d'utilisation des réseaux mais est payée par les utilisateurs à leur fournisseur.
Le consommateur paie un tarif proportionnel aux coûts de réseau qu'il engendre

PRISE EN COMPTE DE l'impact des utilisateurs sur le réseau

Le principe général actuel du TURPE est de faire porter la couverture de l'intégralité des coûts des gestionnaires de réseau aux consommateurs (excepté pour les frais de gestion et de comptage payés également par les producteurs - voir section suivante) en appliquant à un consommateur du réseau un tarif proportionnel aux coûts de réseau qu'il engendre : un consommateur qui sollicite fortement le réseau en période de pointe, par exemple par l'usage de chauffage électrique, doit avoir un tarif d'utilisation plus élevé qu'un consommateur consommant de manière stable toute l’année ou en période creuse. Les coûts des gestionnaires de réseau sont en très large partie des coûts d'infrastructure et, dans une moindre mesure, des coûts liés aux pertes.

Selon la théorie économique, le TURPE devrait être conçu par la CRÉ sur le principe de la tarification au coût marginal, essentiellement liés au coût de développement des réseaux : que coûte le soutirage d’1 kW de plus au réseau pendant la pointe. Les coûts de réseau basse tension sont en effet essentiellement liés au dimensionnement basé sur l’appel à la pointe.

En pratique, le TURPE est le résultat d'une méthodologie plus complexe basée sur les coûts horaires, liés principalement au besoin d’infrastructures, et aux pertes. Cette méthodologie reflète un compromis entre une pénalisation des usages qui objectivement impactent le plus fortement le réseau, et l'acceptabilité des tarifs qui peuvent être appliqués à ces utilisateurs.  Plutôt que d'avoir des tarifs très élevés pour une portion de consommateurs dont les usages thermosensibles (chauffage électrique) sont très impactant et très faibles pour les autres, tous les consommateurs contribuent. Les premiers paient moins que la stricte couverture des coûts marginaux qu'ils engendrent, et les seconds plus. Le TURPE peut être également vu comme un compromis entre couverture des coûts de court terme, et un vecteur d'incitation aux comportements vertueux, cette incitation ayant pour objectif de diminuer la consommation en période de pointe et donc les coûts de long terme.

Le TURPE 5 HTA/BT introduit 2 nouveautés du point de vue des utilisateurs

Une mutualisation des coûts pour les utilisateurs autoproducteurs

Le TURPE tient compte de la possibilité de mutualiser les coûts de gestion et de comptage pour les utilisateurs étant à la fois consommateur et producteur vu du réseau, c'est-à-dire dans un schéma d'autoconsommation avec injection du surplus :

  • la composante de comptage est intégralement mutualisée : elle est déjà facturée au titre de la consommation et n'a pas être payée une nouvelle fois lors du raccordement d'une installation de production en autoconsommation.
  • la composante de gestion est partiellement mutualisée: pour un autoproducteur, elle équivaut à environ 1,4 fois la composante de gestion d'un consommateur seul.

Les utilisateurs en autoconsommation totale sont considérés comme des consommateurs vu du réseau et ne paient ni frais de gestion ni frais de comptage.

Pour les montants applicables aux producteurs, voir l'article : Coûts d'accès au réseau : TURPE

L'incitation à la modulation de la consommation renforcée en basse tension inférieure à 36 kVA

Les précédents TURPE HTA/BT comportait une option à différenciation temporelle du tarif en fonction d'heures pleines et heures creuses. Pour les petits consommateurs raccordés en basse tension inférieure à 36 kVA (usage caractérisé de "Moyenne utilisation"), cela correspondait à 2 plages temporelles. Cette option est généralement choisie par les consommateurs ayant des usages thermiques de l’électricité (ECS, chauffage).

Désormais, le TURPE propose également une option supplémentaire basée sur 4 plages temporelles pour la part énergie des utilisateurs équipés d'un compteur Linky :

  • Heure Pleine saison Haute (HPH*)
  • Heure Creuse saison Haute (HCH)
  • Heure Pleine saison Basse (HPB)*
  • Heure Creuse saison Basse (HCB)

*La saison haute s’étend du mois de novembre au mois de mars; la saison basse regroupe les autres mois et il peut y avoir des variations selon les régions.

  • La CRÉ explique ainsi l'introduction de cette nouvelle grille tarifaire dans sa délibération du 16/11/2017 :

    La possibilité d’un tarif différenciant saison haute et saison basse est un des avantages de Linky par rapport aux compteurs actuels, puisque la différence de coûts de réseau entre saison haute et saison basse est plus importante que la différence entre heures pleines et heures creuses. En outre, la différence entre les heures pleines et les heures creuses est plus importante en saison haute qu’en saison basse, ce qui peut être reflété dans un tarif à quatre plages temporelles.

Les consommateurs, notamment ceux qui ne sont pas équipés du compteur Linky, peuvent continuer d'utiliser le tarif sans différenciation saisonnière (MUDT = moyenne utilisation avec différenciation temporelle heures pleines / heures creuses). De fait, dans la mesure où ils ont le choix, les utilisateurs, ou le fournisseur à leur place, vont sélectionner le tarif le plus avantageux: par exemple des consommateurs plus présents en saison haute à cause d'usages thermosensibles ne vont pas spontanément sélectionner le tarif à quatre plages. De plus, pour limiter les effets d'aubaine, la CRÉ impose la souscription à une même formule pour 12 mois consécutifs. Elle autorise néanmoins les consommateurs nouvellement équipés du compteur Linky à changer une fois d'option tarifaire dans les six mois suivant la pose du compteur.

Cette cohabitation de différents tarifs devrait s'estomper une fois le compteur Linky généralisé. L’option 4 plages horaires devrait alors se généraliser.

Perspectives

La CRÉ a commencé les travaux d'élaboration du TURPE 6. Les acteurs ont été invités à contribuer en répondant à la consultation publique initié le 14 février 2019 et s'est terminée le 31 mars 2019. Une seconde consultation s'est clôturée le 12 juillet 2019.

Pour aller plus loin

Délibération CRÉ TURPE 5 HTA/BT

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Autoconsommation

les AUTOCONSOMMATEURs représent 1 client sur 1000 CLIENTS CONSOMMATEURS

Le réseau géré par Enedis (95% du territoire) alimente 35 millions de clients consommateurs et collecte la production de 410 710 installations (soit un ratio d'environ 1 producteur pour 100 consommateurs) à fin 2018, selon l' Open data d'Enedis . Parmi ces 410 710 installations de production, 39 713 sont actuellement en autoconsommation partielle ou totale, soit environ 10%. On compte donc environ 0,1% d'autoconsommateurs (les installations de production qui ne sont pas associées à un site en consommation restent marginales en nombre).

Néanmoins, cette situation est susceptible d'évoluer puisqu' à fin 2018, un peu moins de 80% du nombre des demandes de raccordement (8281) étaient en autoconsommation partielle ou totale (et 20% en injection totale), pour cependant seulement 5% de la puissance des projets en file d'attente. En effet, une partie importante des projets de petite taille (inf 9kWc) se font en autoconsommation partielle ou totale, mais à l'inverse la très grande majorité des projets de puissance supérieure continuent de se faire en injection de la totalité.

Pour anticiper cette évolution et établir des recommandations sur l'évolution de la structure des TURPE, RTE consacre un chapitre de son Bilan prévisionnel 2017 au développement de l'autoconsommation dans chacun de ses 4 scénarios.

  • Extrait de la délibération de la CRÉ n° 2018-115 du 7 juin 2018 :

    Le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité (GRT) RTE considère ainsi qu'à horizon 2035, l'autoconsommation pourrait représenter environ 10 GW d'installations de production photovoltaïque, et concerner jusqu'à 3,8 millions de foyers.
    Enedis envisage pour sa part un développement nettement plus soutenu de l'autoconsommation en 2035 : l'autoconsommation représenterait une capacité installée située entre 17,5 GW et 35 GW, et concernerait alors entre 5,8 et 11,6 millions de consommateurs, pour la seule basse tension.

Le développement de l’autoconsommation réduit le nombre de kilowatts-heures sur lesquels le TURPE est collecté

l'autoconsommation individuelle pourrait questionner la structure du turpe

Dans ce contexte, l'autoconsommation n'a donc pas été prise en compte à proprement parler, dans la construction du TURPE 5. Les grilles du TURPE ne correspondent pas à des usages de l’électricité (chauffage électrique, ECS électrique, etc.) mais à des profils d’utilisation du réseau (forte différence de consommation entre l’hiver et de l’été, consommation stable à l’année, etc.). Par ailleurs, le profil des autoconsommateurs reste encore assez méconnu, la CRÉ elle-même ayant peu de données à disposition pour quantifier la part de soutirage évitée dans les différentes plages temporelles.

Les autoconsommateurs ont pour particularité de mutualiser un point de comptage à la fois pour le soutirage et l'injection, le compteur ne mesurant que les flux net en instantané (voir l'article Schémas de raccordement). Un autoconsommateur, ou autoproducteur, individuel ne paie pas de TURPE sur la part de sa consommation couverte par la production sur site, tout comme les taxes, contributions (TVA, TCFE, CSPE) et la part énergie de cette consommation. Ce sont ces économies plus éventuellement les recettes ici de la vente du surplus qui permettent de rembourser le coût de l'installation.

Le développement de l’autoconsommation réduit le nombre de kilowatts-heures sur lesquels le TURPE est collecté. Pour garantir la couverture des coûts des gestionnaires de réseaux par le TURPE, le développement de l’autoconsommation induit une évolution des tarifs de chaque plage temporelle. En effet, si l'assiette de collecte est réduite mais que les coûts restent les mêmes, une réorganisation des tarifs est nécessaire.

La même question peut se poser sur d'autres profils aujourd'hui atypiques mais dont la généralisation est attendue : forte maîtrise de la demande en électricité, borne de charge de véhicule électrique chez un parti-culier, etc.

Il n'y pas d'option tarifaire spécifique  pour les autoconsommateurs individuels en TURPE 5

Dans sa délibération n°2018-115 du 7 juin 2018 , portant décision sur la tarification de l'autoconsommation, et modification de la délibération de la CRÉ du 17 novembre 2016 portant décision sur les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dans les domaines de tension HTA et BT, la CRÉ décide de ne modifier ni la composante de soutirage, ni la composante de gestion, du TURPE applicable aux autoconsommateurs individuels.

La CRÉ annonce que cette disposition pourra être revue dans les travaux de l'élaboration du TURPE 6.

Un TURPE spécifique à l'autoconsommation collective a été introduit en turpe 5

La formule tarifaire spécifique consiste à distinguer :

  • le tarif à appliquer à la part de la consommation couverte par la production locale (dit "flux autoproduits") : tarif plus bas que la grille "moyenne" ;
  • le tarif à appliquer au complément d'électricité alimenté par une autre source (dit "flux alloproduits"): tarif plus haut que la grille "moyenne" ;

On obtient ainsi un TURPE spécifique à huit plages: quatre plages temporelles par type de flux. Un exemple de ces nouvelles grilles tarifaires comparées à leur équivalent pour le même type d'utilisateur non-autoconsommateur est disponible dans cet article : Autoconsommation collective.

Le principe de cette distinction est de tenir compte de la sollicitation plus faible des réseaux HTA et HTB que les utilisateurs moyens pour la part de la consommation couverte par la production locale et à l'inverse une sollicitation plus forte du niveau haute tension pour l'acheminement du complément d'électricité. En effet, dans le tarif appliqué à une utilisation moyenne, la production décentralisée est déjà prise en compte comme réduisant la sollicitation des réseaux amont. La CRÉ indique qu'appliquer un tarif plus bas sur les flux autoproduits tout en maintenant le tarif de base sur les flux alloproduits reviendrait à "offrir un tarif réduit en heures creuses tout en maintenant un tarif base en heures pleines".

En somme, il faut retenir qu'il ne s'agit pas d'un TURPE réduit, mais d'un TURPE adapté. Le tarif étant plus élevé sur les flux alloproduits, chaque utilisateur devra évaluer son intérêt à sélectionner cette option tarifaire en fonction de son taux d'autoproduction.

Ces grilles seront revues à l'occasion du TURPE 6 avec des retours d'expérience des opérations d'autoconsommation collective.

 

  • Cadre légal

    La loi du 24 février 2017 a introduit un Chapitre V sur l'autoconsommation au code de l'énergie dont l'article 315-3 précise :

    La CRÉ établit des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité spécifiques pour les consommateurs participants à des opérations d’autoconsommation lorsque la puissance installée de l’installation de production qui les alimente est inférieure à 100 kWc.

    C'est sur cette base légale que s'appuie la CRÉ pour décider, dans la délibération précitée :

    • d’introduire une nouvelle formule tarifaire d’acheminement, optionnelle, à destination des utilisateurs raccordés au réseau basse tension participant à une opération d’autoconsommation collective ;
    • d’introduire une composante de gestion spécifique aux utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective.

Perspectives : la directive européenne sur la promotion des énergies renouvelables encourage les états membres à adopter un cadre favorable pour l'autoconsommation

La nouvelle directive relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables votée le 11 décembre 2018  pose un cadre à la définition des charges imposées aux autoconsommateurs par les États membres dans ses attendus:

(68) Les autoconsommateurs d'énergies renouvelables ne devraient pas être exposés à des coûts ou des charges disproportionnés ou discriminatoires ni à des frais injustifiés. Il y a lieu de tenir compte de leur contribution à la réalisation de l'objectif en matière de climat et d'énergie et des coûts et avantages qu'ils engendrent dans le système énergétique en général. Par conséquent, les États membres ne devraient pas, de manière générale, imposer de frais à l'électricite produite et consommée dans les mêmes locaux par des autoconsommateurs d'énergies renouvelables. Les États membres devraient néanmoins être autorisés à appliquer des frais non discriminatoires et proportionnés pour cette électricité si cela est nécessaire pour garantir la viabilité financière du système électrique, pour limiter le soutien à ce qui est objectivement nécessaire et pour utiliser au mieux leurs régimes d'aide. Dans le même temps, les États membres devraient veiller à ce que les autoconsommateurs d'énergies renouvelables contribuent d'une manière équilibrée et appropriée au système général de partage des coûts de production, de distribution et de consommation de l'électricité, lorsque de l'électricité est injectée dans le réseau.

La directive précise dans ses articles :

Article 21 – Les États membres garantissent que les autoconsommateurs d’énergie renouvelable :
1. a) sont autorisés à pratiquer l’autoconsommation […] d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sans être soumis à des procédures et à des charges disproportionnées ne reflétant pas les coûts ;

La transposition de cette directive par les États membres pourrait entraîner des changements dans les principes d'élaboration des grilles tarifaires pour l'autoconsommation.

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Dernière Mise à jour : 01/07/2020

Publications


A voir également

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Coûts d'accès au réseau : TURPE
Chapitre | Tarifs d'achat et autoconsommation
Autoconsommation collective